книги / 731
.pdf
Оценка прискважинных зон при обработке недовосстановленных кривых давления
ординат уменьшается, что приводит к снижению проницаемости пласта и скин-фактора, причем скин-фактор снижается в большей степени, так как его величина зависит не только от уклона прямолинейного участка, как проницаемость, но и от отрезка, отсекаемого его продолжением на оси ординат.
Рис. 4. Зависимость расхождения отклонения S и d
от степени восстановления давления для скв. 590 Сибирского месторождения
Когда обрабатываемый участок состоит из трех точек, полученное значение проницаемости снижено на 61 % по сравнению с величиной, определенной по полностью восстановленной КВД, скин-фактор уменьшается на 114 % и принимает отрицательное значение, то есть состояние ПЗП изменяется в качественном отношении. При этом величина забойного давления составляет 97,7 % пластового, определенного при обработке полной КВД методом произведения. Обработка данной КВД в максимально усеченном варианте привела к расхождению в величине безразмерного диагностического признака d на уровне 30 %, что значительно ниже расхождения в величине скин-фактора. Следует отметить, что качественная трактовка состояния ПЗП при этом останется неизменной. Аналогичные результаты отмечены еще для нескольких десятков скважин Пермского края.
Таким образом, если при исследовании скважины забойное давление не восстановилось до пластового и на КВД в полулогарифмических координатах выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависи-
81
М.Б. Савчик, И.Н. Пономарева
мостью с коэффициентом детерминации более 0,96 , то достоверная оценка состояния ПЗП может быть выполнена и по величине скинфактора, и по значению безразмерного диагностического признака.
При значениях коэффициента детерминации, с которыми аппроксимируется выделенный на недовосстановленной КВД прямолинейный участок, менее 0,96 , достоверная оценка состояния ПЗП возможна по значению безразмерного диагностического признака, получаемого по методу детерминированных моментов давления.
Об авторах
Савчик Максим Брониславович (Пермь, Россия) – студент 5-го курса специальности разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп, 29).
Пономарева Инна Николаевна (Пермь, Россия) – канд. техн. наук,
старший преподаватель кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп, 29).
About the authors
Savchik Maxim (Perm, Russia) – student, State National Research Polytechnical University of Perm, development of oil and gas deposits department, (614990, Perm, Komsomolsky prospect, 29).
Ponomareva Inna (Perm, Russia) – Ph.D., Senior Lecturer of State National Research Polytechnical University of Perm, development of oil and gas deposits department, (614990, Perm, Komsomolsky prospect, 29).
Получено 7.02.2012
Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скинфактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтя-
ное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115.
Там же.
82
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 622.276/279
Д.С. Тананыхин
Санкт-Петербургский государственный горный университет, Санкт-Петербург, Россия
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Рассмотрены факторы, влияющие на прочностные характеристики призабойной зоны скважин, а также существующие методы эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлением.
Ключевые слова: устойчивость пород, пескопроявление, методы борьбы.
D.S. Tananihin
Saint-Petersburg state mining university, Saint-Petersburg, Russia
ENVIRONMENTAL ASPECTS OF OIL AND GAS RESERVE
DEVELOPMENT IN WEAK HARDENED COLLECTORS
The factors affecting the strength characteristics of bottom-hole, as well as existing methods of operation of wells, complicated Sand Control.
Keywords: stability of rocks, Sand Control, control methods.
Освоение и эксплуатация скважин со слабосцементированными коллекторами значительно осложняются вследствие разрушения пласта и выноса песка, приводящих к пробкообразованиям, износу оборудования, снижению производительности скважин, росту затрат на ремонт и др. В то же время в связи с необходимостью обеспечения повышения экологичности работы нефтепромыслов применяющиеся технологии должны способствовать природоохранной деятельности человека. Поэтому разработка эффективных и экологически безопасных методов рационального освоения месторождений нефти и газа имеет первостепенное значение для охраны окружающей среды от загрязнения.
Известно, что устойчивость пород прискважинной части пласта определяется такими факторами, как:
1) геологические условия и глубина залегания эксплуатационного объекта;
83
Д.С. Тананыхин
2)технологические условия в процессе освоения и эксплуатации скважин (градиент давления, скорость фильтрации пластовых флюидов
вприскважинной части, обводненность добываемой продукции, минерализация пластовых вод);
3)физико-механические свойства пород, слагающих продуктивный пласт (предел прочности и текучести, модуль упругости и сдвига, коэффициент Пуассона, тип цемента породы, глинистость породы, минералогический и гранулометрический состав пластового песка, сжимаемость горных пород и их реологические свойства).
На рисунке приведена схема, характеризующая зависимость устойчивости горных пород к разрушению от указанных выше параметров [1].
Рис. Факторы, влияющие на устойчивость горных пород к разрушению прискважинной части пласта
Известно, что горные породы в зависимости от скорости приложения нагрузки могут вести себя как упругие и неупругие (пластические, вязкопластические) тела. Даже напряжения, составляющие 1– 2 % от разрушающих, но действующие в течение долгого промежутка времени, дают необратимые остаточные деформации.
Прочностные свойства пород характеризуются величиной критических напряжений, при которых происходит разрушение породы, – пределом прочности на сжатие σсж и пределом прочности на растя-
жение σр:
τ = σ tgϕ + Kсц,
где τ – касательное напряжение, МПа; σ – нормальное напряжение сжатия, МПа; φ – угол внутреннего трения, град.; tgφ – коэффициент внутреннего трения; Kсц – сцепление породы, МПа.
84
Экологические аспекты разработки в слабосцементированных коллекторах
Для рыхлых несцементированных песков сцепление равно нулю, и устойчивость пород определяется силами внутреннего трения. Угол внутреннего трения уменьшается с увеличением содержания в породах мелких пылевидных и глинистых частиц, водонасыщенности [2].
Таким образом, для обеспечения устойчивости закрепленной зоны пласта вблизи забоя скважины необходимо обеспечить статическое равновесие пористой среды [1].
Решение о том, нужно ли устанавливать средства задержания песка, обычно принимается с учетом экономических соображений в сочетании с оценкой опасности риска в данном районе добычи. Удаление песка может оказаться дорогостоящим, если для удовлетворения требований законов, предотвращающих загрязнение окружающей среды, песок необходимо очищать от нефти. Опыт показывает, что борьбу с выносом песка следует производить до нарушения структуры пластовой породы. Эффективнее использовать методы борьбы с пескопроявлениями, основанные на предотвращении выноса песка в скважину.
Наиболее рациональные из них – это способы крепления пород пласта призабойной зоны скважин. Для этого применяют механические, физико-химические, химические методы и их комбинации.
Кмеханическим методам относятся различного рода противопесочные фильтры: сетчатые, спиральные и другие, спускаемые на колонне труб, а также гравийные фильтры, намываемые с поверхности.
Кфизико-химическим методам относятся методы закрепления пород путем коксования нефти в призабойной зоне пласта, обработки призабойной зоны химреагентами с последующей термической обработкой. Эти методы особенно эффективны при добыче тяжелых, высоковязких нефтей.
Химические методы основаны на искусственном закреплении горных пород вяжущими и цементирующими веществами: смолами, цементом с различными добавками, силикатами и т.д. Их эффективность определяется достаточной устойчивостью пород после крепления без значительного ухудшения коллекторских свойств.
Комбинированные методы предполагают использование механических фильтров и химическое закрепление зерен песка.
Недостатком способов консолидации слабосцементированных песков является невозможность точного определения степени заполнения
крепящим раствором порового пространства |
в закрепляемой |
зоне |
иравномерного распределения смолы в массе |
песка, что ведет |
либо |
|
|
85 |
Д.С. Тананыхин
кслабой цементации, либо – при избытке смолы – к закупорке порового пространства и потере проницаемости пород взакрепленной зоне.
Оборудование промывают водой, загрязненную воду сливают в шламовый амбар. При отсутствии шламового амбара остатки сливают в специальную емкость и обрабатывают известью, после чего они могут быть захоронены в земле не менее 1,5 м.
Для предотвращения попадания химреагента в окружающую среду перед проведением операции нагнетательные линии необходимо предварительно опрессовать.
Правильный выбор метода закрепления песков, тщательное соблюдение элементов технологического процесса являются необходимыми условиями и гарантией получения технико-экономической эффективности работ.
Библиографический список
1. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах / Г.Г. Гилаев, М.А. Бурштейн, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев. – Краснодар: Советская Кубань, 2004. – 224 с.
2. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. – М.:
Недра, 1978. – С. 390.
References
1.Theory and practice of restricting Sand Control in the oil and water wells / G.G. Gil, M.A. Burstein, G.T. Vartumyan, A.T. Koshelev. – Krasnodar: Kuban Soviet, 2004. – 224p.
2.Rzhevskij V., Novick G.Y. Fundamentals of rock physics. – M.: Nedra, 1978. – p. 390.
Об авторе
Тананыхин Дмитрий Сергеевич (Санкт-Петербург, Россия) – ас-
пирант Санкт-Петербургского государственного горного университета (Санкт-Петербург, Ленинградский просп., 2).
About the author
Tananihin Dmitrij – post graduate student of Saint-Petersburg State Mining University, Russia (Saint-Petersburg, Leningrad district, 21. Home 2.
Получено 7.02.2012
86
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 622.276.43
О.Р. Эбзеева, А.А. Злобин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
АНАЛИЗ СВОЙСТВ ГРАНИЧНЫХ СЛОЕВ НЕФТИ ПОСЛЕ ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ
Приводятся результаты анализа свойств тонких граничных слоев нефти на поверхности поровых каналов пород-коллекторов после заводнения пласта. Установлено, что толщина граничного слоя является функцией проницаемости, остаточной водонасыщенности, смачиваемости поверхности, литологического типа пород и содержания парафина в нефти.
Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность, метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР), граничный слой связанной нефти, смачиваемость поверхности, геологическое моделирование.
O.R. Ebzeeva, A.A. Zlobin
Perm National Research Polytechnic University, Russia
ANALYSIS OF PROPERTIES BOUNDARY LAYERS
OIL AFTER ITS WATER FLOODING
The article presents the analysis result on thin boundary layers of oil on the surface of pore canals in reservoir after its flooding. It has been found that the thickness of the boundary layer is the function of permeability, residual water saturation, surface wettability, lithological type of rock and paraffin content in oil.
Keywords: residual oil saturation, method NMR, surface wettability, boundary layer of bound oil, geological modeling.
Одной из основных проблем нефтедобывающей отрасли является проблема увеличения нефтеотдачи. Известно, что КИН месторождений России изменяется от 0,07 до 0,7 и значительная часть углеводородов после разработки залежи остается в пласте. Причиной образования значительных объемов остаточной нефтенасыщенности (ОН) являются поверхностно-молекулярные процессы, происходящие на границе раздела трех фаз «нефть – горная порода – вода». Наличие в нефтях полярных компонентов (жирных кислот, спиртов, смол и асфальтенов) при определенных условиях в пласте приводит к адсорбции поверхно-
87
О.Р. Эбзеева, А.А. Злобин
стно-активных веществ на внутрипоровой поверхности породообразующих минералов и образованию граничных аномальных слоев нефти, влияющих на фазовую проницаемость нефти и коэффициент вытеснения при разработке залежи.
Данная статья продолжает исследования, начатые ранее в [1, 2]. Вработе методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) на представительной коллекции неэкстрагированных образцов пород-коллекторов (более 300 шт.) проведен комплексный анализ результатов изучения свойств тонких граничных слоев нефти, образующихся после заводнения в реальных пластовых условиях, без нарушения естественного состояния микрофаз воды и нефти в порах. Изучены тонкая структура ОН, толщина слоев, их вязкость, подвижность молекул в граничном слое нефти, зависимость характеристик поверхностных слоев от коллекторских свойств, типа породообразующих минералов, состава нефти.
В пласте (рис. 1) после заводнения возникает сложная гетерогенная система, состоящая из подвижных и связанных фаз воды и остаточной нефти. Связанные (структурированные) фазы воды и нефти локализованы вблизи и на поверхности минерального скелета, а мобильные – в центральной части пор и каналов фильтрации. Толщина граничного слоя изменяется от 0,01 до 1,5 мкм и является сложной функцией различных параметров пласта.
Рис. 1. Схема образования подвижных и связанных фаз воды и нефти после заводнения пласта
88
Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов
На рис. 2 показан характер изменения толщины hонсв связанной нефти в различных типах пород-коллекторов: органогенных известняках 6 различных скважин Осинского месторождения (см. рис. 2, а), среднезернистых песчаниках Жуковского (см. рис. 2, б, прямая 2) и Логовского (см. рис. 2, б, прямая 3) месторождений и в песчаниках сбитуминозным цементом (см. рис. 2, б, прямая 1) скв. 228 Логовской площади. Во всех случаях с повышением проницаемости коллектора возрастает средняя толщина граничного слоя нефти. При этом существенную роль оказывают физико-химические свойства поверхности. В карбонатных породах, обладающих, по сравнению с терригенными, более высокой гидрофобностью скелета, толщина связанного слоя больше в 1,5–3 раза (см. рис. 2, б, прямые 3 и 4). Однако если в терригенных коллекторах вместо глинистого цемента преобладает битуминозный цемент (см. рис. 2, б, прямая 1), то средняя толщина граничного слоя дополнительно возрастает в 1,5–2 раза. В целом увеличение гидрофобных свойств поверхности терригенных пород приводит к росту граничного слоя нефти в3,5–5 раз.
Рис. 2. Зависимость толщины граничного слоя связанной нефти от газопроницаемости для карбонатных (а) и терригенных (б) пород-коллекторов. Для карбонатных пород:
1 – скв. 2306; 2 – скв. 2301; 3 – скв. 2303; 4 – скв. 2300; 5 – скв. 2304; 6 – скв. 1196
К главным факторам, контролирующим зарождение и рост граничного слоя нефти, следует отнести величины остаточной водонасыщенности (Ков) и капиллярное давление (Рк) в каналах фильтрации флюидов. При увеличении Ков происходит нелинейное снижение толщины слоя от 1,3 до 0,002 мкм за счет экранировки поверхности от активных компонентов нефти. В свою очередь, капиллярное давление
89
О.Р. Эбзеева, А.А. Злобин
создает как осевое, так и дополнительное радиальное давление в поровом канале, приводящее к оттоку нефти от поверхности и утончению граничного слоя (рис. 3).
Существенное влияние на толщину аномального слоя оказывает также содержание в нефти парафинов (УВ от С17 до С35), которые способствуют формированию прочной и протяженной (см. рис. 3) объемной структуры пристеночного слоя.
Рис. 3. Главные факторы, влияющие на толщину граничного слоя связанной нефти – остаточная водонасыщенность (а), капиллярное давление (б) и содержание парафина (в). Поостаточной водонасыщенности: номера скв. Осинского м-я те же, чтонарис. 2, а
Процесс формирования граничных слоев нефти определяется, при всех прочих равных условиях, значением текущей температуры (рис. 4), которая может как упрочнять, так и разрушать граничные слои нефти. Анализ показывает, что монотонное экспоненциальное измене-
90